电站主流煤粉锅炉飞灰含碳量升高对供电煤耗的影响计算与分析

用简化方法计算了亚临界、超临界、超超临界凝汽式火电机组的煤粉锅炉飞灰含碳量对电厂供电煤耗的影响,并对计算结果进行分析讨论.计算结果表明:当飞灰含碳量提高1%时,电厂的供电煤耗提高约0.8～2.09g/kWh.煤的发热量越低,供电煤耗的增加幅度越大.锅炉的压力等级越低,供电煤耗的提高幅度越大.     

超临界锅炉热一次风加热器改造对排烟温度的影响分析及应用

分析锅炉热一次风加热器技术对排烟温度的影响,提出该技术的应用方案,解决燃煤电站超临界锅炉混煤掺烧排烟温度高的问题。对比改造前、后同工况、近参数的运行数据,计算锅炉余热。结果表明,改造后热一次风加热器可降低机组供电煤耗率约2.3 g/kWh,单台机组每年可节约1万吨标准煤,以期为锅炉解决排烟温度高现象提供参考。     

基于GB标准电站锅炉运行参数变化对供电煤耗影响研究

拟采用VC++软件编程计算供电煤耗,基于GB10184-88标准,通过定量分析电站锅炉运行参数中的排烟温度、排烟氧量及飞灰含碳量的变化对供电煤耗的影响,提出影响供电煤耗的主次因素:排烟温度、飞灰含碳量及排烟氧量,并提出降低煤耗的合理化建议,以提高火电厂的热经济性指标,指导电厂安全经济运行。     

电站锅炉排烟温度高的原因分析及改进措施

节能减排是目前国家的基本国策,电站锅炉排烟温度高直接导致火电机组的运行成本增加,锅炉排烟温度高是导致锅炉效率降低、供电煤耗增加的主要原因之一。通过技术改进等手段降低排烟温度对于节能降耗具有重要的现实意义。     

应用偏增量法对燃煤锅炉热效率和供电煤耗的优化分析

利用数学分析的思想推导出偏增量法的数学模型,应用偏增量法对锅炉效率和供电煤耗率进行诊断分析,对影响锅炉性能的因素进行定量分析从而找到提高锅炉经济性的方法。将该方法应用于某电厂660 MW机组锅炉的锅炉效率和供电煤耗率的偏差计算。通过计算得出:锅炉效率随着排烟温度、排烟氧量和飞灰含碳量的增大而下降,供电煤耗率则相反,改变这三个影响因素大小可以提高锅炉经济性。     

低低温省煤器在超超临界660MW机组中的应用分析

排烟温度的高低直接决定燃煤机组的锅炉效率,可靠地降低排烟温度能够有效提升机组经济性。在锅炉尾部烟道加装低低温省煤器利用烟气余热加热凝结水,可以有效地降低排烟温度。以某超超临界机组为例,通过现场测量实验数据进行热力计算,深入分析低低温省煤器在超超临界机组节能运行效果。结果表明:投入低低温省煤器,机组热耗平均降低39.90k J/kWh,厂用电率平均降低0.12%,供电煤耗平均降低1.92g/kWh,节能效果显著,为同类机组烟气余热利用提供了参考。     

410t/h锅炉燃用"北煤"的燃烧适应性研究

针对某厂燃用烟煤410t／h锅炉在燃烧黑龙江、吉林、辽宁等地的煤时出现排烟温度升高．炉膛结渣，燃烧稳定性变差的问题，对煤质特性及灰成分进行了测量，从锅炉结构、煤质等多方面分析了产生以上问题的原因，并提出了初步解决方案。     

600MW机组锅炉掺烧劣质烟煤的性能试验研究

对某电厂锅炉进行了劣质烟煤掺烧性能试验,分析了锅炉在高、低负荷运行下,不同劣质烟煤掺烧比例,对锅炉排烟热损失、固体未完全燃烧热损失、锅炉热效率及辅机电耗的影响。结果表明:锅炉在高、低负荷运行下,随着劣质烟煤掺烧比例的增加,锅炉排烟热损失升高、锅炉固体未完全燃烧热损失增大、锅炉热效率下降;在锅炉负荷和运行氧量相同的情况下,随着劣质烟煤掺烧比例的增加,辅机电耗增大;掺烧劣质烟煤工况的耗电率比单烧铁法煤工况的耗电率大,这将增加厂用电率,增加煤耗。     

超超临界锅炉热效率正反平衡模型的优化应用

针对1000 MW超超临界发电机组,建立锅炉热效率的正平衡和反平衡计算模型,定量分析负荷、过量空气系数和排烟温度等因素对锅炉实际热效率的影响规律。结果表明正平衡模型适用于稳态工况的计算,反平衡模型适用于非稳态工况的实时计算。研究中锅炉热效率在680 MW取得极大值。在高负荷下排烟温度和过量空气系数均远高于设计值,导致排烟热损失增大。调整风煤配比,合理降低高负荷下的过量空气系数,提升锅炉热效率0.3%,降低供电煤耗0.9 g/k Wh,单台机组提升经济效益272万元/a。     

电厂日常煤耗检测的不确定度分析

采用蒙特卡洛法研究了电厂日常煤耗检测中输入变量尤其是入炉煤采制样不确定性对煤耗检测精度的影响;建立了基于质量分数方差的入炉煤采制样随机模型,并结合实际采制样实验,定量分析了采制样过程造成的发热量测量误差。研究表明,入炉煤采制样误差是供电煤耗检测的主要误差来源,采用单次采制样样品发热量计算供电煤耗时,煤耗扩展不确定度可达到20～30 g/(kW·h);延长检测周期,采用煤量加权平均发热量计算供电煤耗,能够有效提高检测精度,当检测周期为90 d时,供电煤耗的扩展不确定度可降低到3.195 g/(kW·h);所提出的模型和方法被一台350 MW锅炉实际检测数据所验证。建议电厂应采用日累积供电煤耗替代日供电煤耗的检测方式。     

火电厂节能环保供热装置的设计及应用

排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,它直接影响锅炉效率及发电煤耗。一般情况下,排烟温度每升高10℃,煤耗将增加2 g/(kW·h)左右。因此,降低排烟温度、回收烟气热量对于节能降耗、提高经济效益具有重要的实际意义。对火电厂节能环保供热装置的设计及应用进行了探讨。该设备采用烟气余热回收技术,将高温排烟热量传递给空气,再进行城市及工业区供热,实现了热量的回收,节省了燃煤量,同时也减少了污染物的排放,还提高了锅炉效率,有利于城市及工业区的可持续发展。     

电站锅炉新型烟气余热回收技术及经济性分析

为解决某300 MW火力发电厂循环流化床锅炉排烟温度偏高的问题,提出将传统低压省煤器与卧式相变换热器相结合的新型烟气余热回收技术.该技术不仅能预防换热设备酸腐蚀,还能实现电厂烟气深度余热回收节能.给出了系统的具体布置方案和设计参数,分析了系统对凝汽器真空以及引风机性能的影响,并应用等效焓降理论及节能定量分析理论进行理论计算.计算结果表明,采用该系统后,锅炉排烟温度降低45℃,降低标准煤耗近3.5 g/（kW·h）.     

CFB锅炉节能降耗改造及其应用效果

文中针对某135MW CFB锅炉存在的排烟温度高、点火启动用油量大问题,采用低温省煤器改造降低了排烟温度、延长了布袋除尘器使用寿命,采用给煤系统改造减少了锅炉启动物料上料时间,通过对锅炉炉前煤仓补充点火用烟煤大大降低了点火启动用油,上述两项技术有效实现了CFB锅炉的节能降耗。     

火电机组烟水复合回热系统节能解析

针对采用新型烟气余热深度利用技术的烟水复合回热系统,以600 MW超临界汽轮机组为例,运用热量平衡、火用平衡两种手段进行了节能分析。优化系统设置了空预器烟气旁路,布置高、低压换热器加热给水,设置回收低品位余热的前置空预器。通过定功率全系统热力计算表明,优化系统深度利用锅炉排烟余热,主蒸汽流量减少,供电标准煤耗率减小5.13 g/(k W·h)。优化系统锅炉传热火用损失、回热加热器火用损失减少。机组总火用损失减少,效率提高。工程应用表明,改造后机组实际供电标准煤耗降低了6.78 g/(k W·h)。     

直吹式制粉系统与空气预热器的质量能量平衡关系分析

1前言在现代煤粉锅炉中,制粉系统是锅炉设备最重要的辅助系统之一。直吹式制粉系统与锅炉设备的联系尤为密切,直吹式制粉系统的运行条件不但影响进入锅炉炉膛的热量大小和燃料进入炉膛的着火燃烧条件,而且还会影响流经空气预热器的空气量和出口热空气温度,导致空气预热器在尾部     

锅炉燃用低热值水煤浆遇到的问题及解决办法

介绍了万丰热电厂水煤浆锅炉改烧低热值混煤水煤浆后锅炉负荷下降的情况及解决办法。对两种水煤浆燃烧所需的送风量及烟气量的计算表明,引风出力不足是引起锅炉负荷下降的主要原因。为此进行了尾部烟道改造,减少烟气阻力;增加一台引风机,加大引风量。改造效果显著,锅炉负荷由166 t/h提高到176 t/h。     

300MW高炉煤气与煤粉混燃锅炉热力特性及经济性分析

针对高炉煤气与煤粉混燃易发生过（再）热器超温、飞灰含碳量高等问题,对某300MW机组四角切圆高炉煤气／煤粉混燃锅炉进行了热力特性计算,并对掺烧高炉煤气后机组的经济性进行了分析．结果表明：掺烧高炉煤气后炉内温度降低,烟气量增加,辐射吸热量减少而对流吸热量增加,炉膛出口烟温及其后受热面区域的烟温升高,排烟温度升高,锅炉效率降低;掺烧高炉煤气后厂用电率有所升高,但发电煤耗降低,使发电成本降低．     

锅炉改烧大同烟煤的技术方案与效果

基于电厂4台325MW机组运行时间超过20年,锅炉老化引起的效率下降以及原设计煤种贫瘦煤采购困难等问题,决定将锅炉由贫瘦煤改烧大同烟煤,以扩大适烧煤种范围,提高锅炉效率及运行可靠性。通过对锅炉制粉系统、燃烧器系统和局部受热面的调整改造,机组供电煤耗及NOx排放量显著下降。目前4台锅炉已经完成改造,节能减排效果十分明显。     

三塔合一系统内机械通风布置方式对烟气扩散影响的数值研究

借助计算流体力学方法建立三塔合一系统间接空冷塔模型,分析在空冷塔散热器内侧和外侧分别布置风机后对机组烟气抬升和扩散的影响。结果表明：空冷塔散热器内侧布置风机会增大塔内气流扰动,使塔内烟气扩散区域增大,同时使烟气扩散后的下落点位置前移,低风速下导致机组经济性下降;散热器外侧布置风机能够减小塔内烟气扩散面积,增大烟气下落点与塔中心的距离,机组供电煤耗降幅与环境风速成正比,最高达到3.1 g/(kW〖DK〗•h)。     

Steam versus coking coal and the acid rain program

The Clean Air Act of 1990 initiated a tradable permit program for emissions of sulfur dioxide from coal-fired power plants. One effect of this policy was a large increase in the consumption of low-sulfur bituminous coal by coal-fired power plants. However, low-sulfur bituminous coal is also the ideal coking coal for steel production. The analysis presented here will attempt to determine how the market responded to the increased consumption of low-sulfur bituminous coal by the electricity generation sector. Was there a decrease in the quality and/or quantity of coking coal consumption or did extraction increase? Most evidence suggests that the market for coking coal was unaffected, even as the extraction and consumption of low-sulfur bituminous coal for electricity generation increased substantially.